埋地管道外腐蚀直接评价方法
埋地钢质管道外腐蚀直接评价方法
与检测的实施过程
林守江
（天津市嘉信技术工程公司 天津300384）
摘 要 埋地钢质管线的腐蚀检测和评价是确定腐蚀状况、制定维修方案的基础，外腐蚀直接评价方法提供了对不适合内检的管道腐蚀检测和评价的实施方案。在腐蚀检测过程中间接检测方法的配合使用，对保证检测结果的可靠性、减小单一方法的局限性非常重要。本文结合工程实际就腐蚀检测及直接评价方法的实施过程中检测项目的确定，工具的选择等问题进行了探讨。关键词钢质管道、腐蚀检测、ECDA、腐蚀直接评价
一、引言
埋地钢质管线的腐蚀检测及评价是指对管线的防腐层、阴极保护状况、管体腐蚀损伤、土壤腐蚀条件进行全面检测之后，结合管道的运行历史，对管道腐蚀进行现状评价的过程。准确地掌握防腐层的缺陷、阴极保护的有效性及土壤腐蚀条件等状况，通过实施必要的开挖验证，进而确定管体的腐蚀缺陷程度，是成功地实施腐蚀直接评价的关键。近年来，在新行业标准的推动下，我国越来越多的管道单位开展了外腐蚀直接评价（ECDA）方法的实践。推动了管道的安全管理工作水平提高，取得了令人瞩目的进展。
由于埋地管线所处地区的不同，土壤腐蚀环境、管道防腐层的状况、阴极保护有效性、管道运行条件等差异的原因，导致了管体腐蚀损伤状况的不同。这些差异使得在腐蚀检测的过程中，实施检测项目的重点应有所不同，也可能需要采用不同的间接检测工具和方法。特别是我国的绝大多数管线以前从未实施过ECDA方法，管道的历史数据缺乏，加之很多检测工程受预算经费的限制，不可能完全照搬ECDA标准中的做法。但是，通过贯彻ECDA方法中的先进理念和技术原则，对于解决我国腐蚀检测评价中存在的方法单一，数据可靠性不高，实施队伍技术水平参差不齐等问题，提高腐蚀控制水平，有效保证管道的运行安全，提高管道资产的效益等方面都会起到重要的推动作用。
二、腐蚀检测的实施范围
在早先的行业标准SY/T 0087-95《钢质管道及储罐腐蚀与防护调查方法标准》中规定了对管道的腐蚀调查方法分为：全线普查、重点调查以及日常调查三类。其中全线普查涉及到检测的范围最为广泛，应用的仪器方法最多。而重点调查是在普查的基础上加深、细化和扩展某些检测项目。日常调查则主要是对管道的阴保设施运行、排流设施进行常规巡检，涉及内容较为简单。但在新版SY/T0087.1-2006的标准中引入了ECDA的理念，强调的是腐蚀检测和评价的持续性和周期性，而不再将检测和评价分成不同的类型，这是管道运行管理理念的飞跃[1]。
ECDA方法是由美国腐蚀工程师协会提出的，在其NACE SP 0502标准中对实施ECDA检测评价的流程、适用仪器及检测方法做出了明确的阐述。标准中规定对不同的管道条件在一个ECDA分段的管道上至少要使用两种间接检测工具，以达到检测结果相互验证的目的[2]。ECDA 将外腐蚀直接评价的实施过程分为四个阶段，即预评价、间接检测、直接检查和后评价，本文所阐述的内容主要集中在前三个阶段上。
仔细阅读ECDA标准的文本会发现，进行管道外腐蚀直接评价是一个相当复杂的过程。要有效地实施ECDA，对管道实施的检测范围是很宽泛的。除了新近竣工的大型管道工程之外，在我国多数管道上完全照搬ECDA标准是相当困难的，但这不应当成为拒绝应用先进理念和原则的借口。管道的管理和运行单位完全可以基于ECDA的思想，结合我国管道腐蚀检测的工程实际，在保证腐蚀评价有效性的前提下，本着循序渐进的思路，开展ECDA方法的应用和实践。根据天津嘉信多年从事管道腐蚀检测和评价的实践经验，推荐出一般腐蚀检测的项目范围：
1、管线腐蚀环境的检测
◆ 土壤电阻率的测定
◆ 氧化还原电位(细菌腐蚀)的测定 ◆ 管-地电位测定
◆ 土壤及水的pH值测定
◆ 直流杂散电流干扰的测定
2、管线防腐层状况的检测
◆ 管线路由的精确定位、测埋深 ◆ 精确定位管道外防腐层的破损点 ◆ 防腐层完好性能的测量和评价
◆ 防腐层机械理化性能的测定
3、阴极保护运行状况的检测
◆ 全线的阴极保护电位测量 ◆ 阴极保护故障的检测
◆ 牺牲阳极状况的检测
4、管体腐蚀状况的检测
管体腐蚀损伤检测点的布置◆ 管体的机械损伤及缺陷形态 ◆ 管体最小剩余壁厚测量
◆ 管体的应力疲劳测量
三、腐蚀检测的实施方法和仪器应用
在腐蚀检测工程中，根据管道的运行历史数据和现场条件制定出详细的检测方案，属于ECDA的预评价阶段。ECDA 预评价过程主要是在了解管道建设历史、运行维护历史以及当前状况的基础上，确定是否可以进行ECDA评价和如何实施。检测方案应包括如下内容：管道检测实施的项目、应用的检测方法、使用检测仪器以及相应的附加资料。在附加资料应包括： 负责检测部门的组织和人员资料。
检测管线、管段和检验区的基础资料。
管道事故、进行检测和维修的历史资料
这些附加资料对于检测人员了解管线的敷设条件、历史情况是十分重要的，因为只有全面、细致、准确地掌握这些情况，才能科学高效地开展检测工作。
1．土壤环境的检测
首先应从管线的腐蚀环境调查入手。对于管线运行年限较长，地面环境等许多因素会发生变化，土壤环境的腐蚀性调查是非常必要的。土壤腐蚀性的经典评价方法有“失重法”和“最大孔蚀深度法”，尽管这些方法更准确科学，但要通过埋设试片等待较长的自然腐蚀时间，受工期和经费等因素的局限，在实际工程不大可能使用。实际工程中往往依据历史资料结合当前管线条件，对土壤腐蚀性的主要影响因素进行仪器测量。采用土壤电阻率测量，参比电极测量氧化还原电位、管地自然电位，测量含水率和土壤酸碱度是常规的土壤腐蚀性检测评价方法。
土壤电阻率是表征土壤导电性能的指标，常用作判断土壤腐蚀性的基本参数。其测量方法可采用四极法的土壤电阻率测试仪，沿管线布点进行测量。也可用电磁测量仪沿管线整个路由进行测量。
pH值代表了土壤的酸碱度，可以使用pH测量仪进行现场测量，也可应用专用试纸测定。在强酸性土壤中，通过H+的去极化过程直接影响阴极。对于缺乏碱金属、碱土金属而大量吸附H+的pH值小于5的酸性土壤，通常被认为是腐蚀性土壤。
土壤的含水率是反映土壤腐蚀性的另一指标。腐蚀性是随着土壤的湿度增加而增强，到达到某一临界湿度时为止，湿度再进一步升高腐蚀性反将会下降。
此外，大地中杂散电流对管道的干扰会造成管道局部剧烈的腐蚀。杂散电流按其造成的干扰表现性质可分为交流干扰和直流干扰。直流杂散电流主要是由电气化铁路、直流电机、电解和电镀等直流电气设备接地装置等引起的。尽管交流杂散电流也对金属阳极有加速溶解作用，但对管体的腐蚀危害方面相对较小。杂散电流的空间分布来源复杂、流动方向和强度变化多种多样，又可将其分为静态和动态两种。由于第三方管道上外加电流保护系统不合理的设置，也有可能形成直流电性干扰，这样的干扰形态稳定属于静态杂散电流；而电力机车给管道造成的干扰会随着机车的运行而变化属于动态干扰。传统的检测设备及检测方法较陈旧，测量数据的用途有限，不能对动态杂散电流进行有效测量。
英国雷迪的杂散电流测绘仪SCM能够准确测定影响管线的杂散电流干扰位置、危害程度。还能够检测出杂散电流在管道上分布状况，测定由杂散电流影响的管段，配合PCM可精确定出杂散电流的流出点和流入点，是检测评定管线上是否存在动态杂散电流的一个有效方法。可快速评价出从地表至管线间的杂散电流，分辨杂散电流的频率和方向，辨别杂散电流的干扰源。2．管线防腐层完好状况的检测
外防腐层的检测是当前开展最为广泛、技术成熟、检测成本较低的项目，可应用的仪器也具有较多选择。按防腐层检测的方法上划分可分为防腐层漏点检测、绝缘电阻Rg计算的老化状况评估两类。采用的检测方法有地面电场法和电流梯度法两类。介绍相关方法的资料较多，仪器的选择和相应评价条件可参考资料[3]。
防腐层检测仪PCM的应用已经很普及，具有使用相对方便，可同时进行防腐层漏点精确定位和评价完好性检测的优点。交变电流梯度法的评价软件（最新升级为ESTEC xp）已经很成熟。国产的人体电容法防腐层查漏仪具有检测效率高，应用简便的特点。对于环境简单的检测，特别对高土壤电阻率的地区是一个较好选择。它与PCM配合使用，形成高低搭配，提高检测效率的同时可降低检测工程的成本。
随着管理和检测技术水平的提高，近年来DCVG检测方法在国内的应用越来越广泛。该技术是NACE SP0502 标准中首推的防腐层检测方法。尽管检测技术复杂程度大于PCM方法，但所能提供的管道信息也大大多于其他设备。DCVG检测防腐层缺陷的形状和在管道上的环向位置、及破损的形状和等效面积%IR等功能是其他方法无法比拟的[4]。对于有阴保的管道使用起来更为方便，对于没有阴保的管道同样可以通过直流发电机建立临时阴保来完成检测。
3．管道阴极保护状况的检测
阴极保护方法是实施埋地管道腐蚀控制的常规手段。通常通过两种方法来实现，一是将管道与直流电源的负极相连，利用外加保护电流进行阴极极化，这种方法称为外加电流阴极保护；二是在管道上连接一个电位更负的金属（如锌、镁）作阳极，与管道在电解质溶液中形成大电池，而使管体阴极极化达到管道处于不受腐蚀的状态，这种方法称为牺牲阳极保护。
在日常的管道运行管理中，测量阴保的运行状况常规方法是用万用表测量管地电位。但由于IR降的影响、以及测试桩的位置局限，在实施腐蚀检测的工程中则需要测量整条管道的断电位，应用的检测仪器是密间距电位检测仪CIPS。这种检测方法不但可以测量任意位置上的保护电位，而不受测试桩位置的局限，还可以有效地消除IR降的影响[5]。
应用PCM检测仪进行阴保设施的故障查找和定位效果相当好。PCM不但可以准确地找出管道因与其它金属搭接造成保护电流流失的位置，连接处绝缘失效等故障，还可以通过它特有的近直流信号，模拟管道上直流保护电流的分布状态。这是因为导致保护失效的主要故障是管道上应有的电绝缘设施失效，致使保护电流的大量流失，使部分管段未能达到保护电位。测量管道绝缘的最直观方法是给管道施加一个特定的交流信号，通过检测信号的分布状况，找出电流流失的位置和原因。此外，还可以通过典型管段上信号电流的损耗情况计算外加电流保护所需
的保护电流密度，为新建阴极保护设施提供设计依据。
4．开挖验证和管体腐蚀状况的调查
在确定出防腐层漏点和电位过低段的位置后，ECDA 过程中进入直接检查阶段。该阶段主要通过开挖的方法确定管体腐蚀状况以及验证防腐层间接检测方法的准确程度，完成管体腐蚀缺陷的程度和腐蚀原因的分析。管体腐蚀损伤是管道腐蚀与防护及安全评价中最为直接、最为重要内容。近年来广泛兴起的管道风险评价和管道适用性评价技术，就是根据管体腐蚀的状况，通过可靠性分析，解决管线的进一步维修、安全操作压力调整、确定管线能否继续服役等问题。
对管体腐蚀状况的调查，主要的检测技术和手段基本上都是在开挖条件下进行的。在开挖后可以采用超声测厚仪、涂层测厚仪以及卡尺等基本工具完成腐蚀缺陷的测量。参照标准SY/T6151对腐蚀损伤进行评价分级。此外，还要根据腐蚀发生的形态，腐蚀生成物的分析，调查分析出发生腐蚀的原因。在综合管体腐蚀缺陷状况和腐蚀条件的基础上，可以计算管体的腐蚀速率以及管道剩余寿命的重要参数。
四、腐蚀检测及评价的工作流程
在管道腐蚀检测评价的实施过程中，外业/内业分工协作是非常重要的，工程组织者一定要注意各个环节之间的衔接和配合，尽可能保证环节中数据的完整性可靠性。其工作流程如下：
五、结束语
埋地管道腐蚀检测评价工作是一项复杂艰苦的系统工程，这对检测评价工程的组织和实施提出了很高的要求。特别是外业检测工作不但需要扎实的技术功底，还需要现场经验积累的过程。在ECDA标准的理念和流程的引导下，结合具体的工程实际规划出合理有效的检测方案，对可能实施的检测项目进行必要的取舍，通过检测工具的合理选用，取得必要的、科学准确的腐蚀和防护数据至关重要。腐蚀评价的过程则是依照科学的评价模型和方法，使用评价工具和软件得出反映管道真实腐蚀状况的描述信息和数据，并在此基础上制定出管道的维修方案，取得管道腐蚀控制的有效途径。
管道的腐蚀控制过程实际上是三分技术七分管理的工作。实施管道的腐蚀检测和评价是有效地提高运行管理水平，减少维护费用的有效途径。相信随着新标准、新理念、新技术方法和设备的应用，可以有效地提高管道检测工程的资金效用；通过科学合理的管道维护方案的制定和实施，可以实现控制管道的腐蚀进程，延长管道的服役年限，促进我国的管道腐蚀与防护评价及运行管理水平达到新的高度。
参考文献
1．SY/T 0087.1-2006 钢质管道及储罐腐蚀与防护调查方法标准-埋地钢制管道外腐蚀直接评价方法2．NACE SP0502-2008 Pipeline External Corrosion Direct Assessment Methodology（ECDA）
3．林守江埋地钢质管道腐蚀检测方法及管理模式石油化工腐蚀与防护 2000.6 4．天津嘉信技术工程公司培训教材 埋地管道外防腐层破损检测的DCVG技术 2008.12 5．天津嘉信技术工程公司培训教材 埋地管道密间距电位检测CIPS技术及应用 2010.6 6．林守江埋地管道腐蚀综合检测评价技术《中国石油学会第三届腐蚀与防护研讨会论文集》 2003.10
作者简介
林守江 工学硕士，高级工程师。1990年毕业于北京航空航天大学软件工程专业。多年从事埋地管道检测技术、腐蚀评价方法的研究，以及腐蚀检测设备的推广应用，发表学术论文20余篇。现任天津市嘉信技术工程公司董事长兼总经理。
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什么是埋地管道外检测？ （一）管线腐蚀环境调查 因管道的腐蚀主要是电化学腐蚀，所以腐蚀环境调查内容主要有：土壤电阻率测试、杂散电流检测、腐蚀速率检测等。 （1）土壤电阻率测试 土壤电阻率是表征土壤导电能力的指标。它在土壤电化学腐蚀机理的研究过程中是一个很重要的因素。在埋地金属管道宏电池腐蚀过程中，土壤电阻率起着主导作用。因为在宏电池腐蚀中，极间电位差常常高达数百毫伏，而电极的可极化性大小对于腐蚀电流的减弱已不起显著作用，此时腐蚀电流的大小受欧姆电阻控制。所以，在其它条件相同的情况下，土壤电阻率越小，腐蚀电流越大，土壤腐蚀性越强。 土壤电阻率的大小取决于土壤中的含盐量、含水量、有机质含量及颗粒、温度等因素。由于土壤电阻率与多种土壤理化性质有关，所以在许多情况下，人们常常借助于土壤电阻率的大小来判断土壤的腐蚀性。管道通过低电阻率的地段，产生腐蚀的可能性很大。当然，这种对应关系对宏电池腐蚀确实如此，对于微电池腐蚀来说，其腐蚀性主要取决于阴、阳极的极化率，而与土壤电阻率无关。因此，土壤电阻率对于评价土壤腐蚀性是很有用的，但如作为完全依赖的指标可能不完全正确。 （2）杂散电流测试 杂散电流主要有直流杂散电流、交流杂散电流、大地电流三种形态，其中以直流杂散电流的危害性最大。当杂散电流所引起的管地电位过低时，管道表面会析出大量氢，造成防腐绝缘层破坏和脱落，从而加剧阴极区的腐蚀破坏。 杂散电流腐蚀集中产生在电阻小、易放电的局部位置，如防腐层破损剥落的缺陷部位、尖角边棱突出的部位。由于杂散电流的强度一般都很大，从而使金属管道溶解量大大增加，并且杂散电流可使被干扰体系在短时间内发生点蚀穿孔，甚至诱发应力腐蚀开裂，常规的阴极保护都难以阻止杂散电流的影响，因此杂散电流应作为重点检测内容。对检测出的数据，根据现行的标准与规范进行评定。 （3）腐蚀速率检测 检测将针对现场实际情况选取典型的土壤进行腐蚀速率检测，以评价管线土
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油气管道腐蚀检测
油气管道腐蚀的检测 摘要:油气管道运输中的泄漏事故，不仅损失油气和污染环境，还有可能带来重大的人身伤亡。近些年来，管道泄漏事故频繁发生，为保障管道安全运行和将泄漏事故造成的危害减少到最小，需要研究泄漏检测技术以获得更高的泄漏检测灵敏度和更准确的泄漏点定位精度。本文介绍几种检测方法并针对具体情况进行具体分析。 关键字：腐蚀检测涡流漏磁超声波 引言： 在油气管道运输中管道损坏导致的泄漏事故不仅浪费了石油和天然气，而且泄露的有毒气体不仅污染环境，而且对人和动物造成重大的伤害，因此直接有效的检测技术是十分必要的，油气管道检测是直接利用仪器对管壁进行测试，国内外主要以超声波、漏磁和祸流等领域的发展为代表。[1] 1、涡流检测 电涡流效应的产生机理是电磁感应. 电涡流是垂直于磁力线平面的封闭的旋涡!状感应电流, 与激励线圈平面平行, 且范围局限于感应磁场所能涉及的区域. 电涡流的透射深度见图1, 电涡流集中在靠近激励线圈的金属表面, 其强度随透射深度的增加而呈指数衰减, 此即所谓的趋肤效应. [1] 电涡流检测金属表面裂纹的原理是: 检测线圈所产生的磁场在金属中产生电涡流, 电涡流的强度与相位将影响线圈的负载情况, 进而影响线圈的阻抗. 如果表面存在裂纹, 则会切断或降低电涡流, 即增大电涡流的阻抗, 降低线圈负载. 通过检测线圈两端的电压, 即可检测到材料中的损伤. 电涡流检测裂纹原理见图2.[2]
涡流检测是一种无损检测方法，它适用于导电材料。涡流检测系统适应于核电厂、炼油厂、石化厂、化学工厂、海洋石油行业、油气管道、食品饮料加工厂、酒厂、通风系统检查、市政工程、钢铁治炼厂、航空航天工业、造船厂、警察/军队、发电厂等各方面的需求.[2] 涡流检测的优点为:1.对导电材料和表面缺陷的检测灵敏度较高;2.检测结果以电信号输出，可以进行白动化检测;3.涡流检测仪器重量轻，操作轻便、简单;4.采用双频技术可区分上下表面的缺陷:5.不需要祸合介质，非接触检测;6.可以白动对准_!:件探伤;7.应用范围广，可检测非铁磁性材料。 涡流检测的缺点为:1.只适用于检测导电材料;2.受集肤效应影响，探伤深度与检测灵敏度相矛盾，不易两全:3.穿过式线圈不能判断缺陷在管道圆周上所处的具体位置;4.要有参考标准才能进行检测:5.难以判断缺陷的种类。[1] 2、超声波检测 超声波检测的基本原理基本原理见图3所示。 垂直于管道壁的超声波探头对管道壁发出一组超声波脉冲后，探头首先接收到由管道壁内表面反射的回波(前波)，随后接收到由管道壁缺陷或管道壁外表面反射的回波(缺陷波或底波)。于是，探头至管道壁内表面的距离A与管道壁厚度T可以通过前波时间以及前波和缺陷波(或底波)的时间差来确定：
埋地管道检测工法教材
埋地管道外检测施工工法 中油管道检测技术有限责任公司 编写人：李杰洪险峰吴南勋张瑞鹏王世新 1 前言 随着国内输油气管道建设的大规模增长、国际油价与日攀升，保护输油气管道安全运行至关重要。随着国家对油气管道生产运营安全的重视，管道的风险评价及完整性管理工作得到快速发展,而管道外检测技术就是其中一项关键的环节。 管道外检测技术主要包括管道防腐层质量评价和阴极保护技术评价。防腐层是保护埋地管道免受外界腐蚀的第一道防线，其保护效果直接影响着电法保护的效率。NACE1993年年会第17号论文指出：“正确涂敷的防腐层应为埋地构件提供99 %的保护需求，而余下的1%才由阴极保护提供”。因此, 防腐层与电法保护（CP）的联合使用是最为经济有效的，因而广泛用于埋地管道腐蚀的控制。为了让管道检测部门、运营部门了解埋地长输管道外防腐层质量状况和阴极保护的水平，为管道完整性管理提供数据支持，本工法通过外防护系统的预评价、间接检测、直接评价方法,提出一套管道外检测与评价方法。 2 工法特点 2.1在对管道不开挖的情况下，在地面采用专用设备对管道防腐层进行间接检测，科学、准确的对防腐层质量进行评定。 2.2采用国内先进检测设备对防腐层缺陷大小进行检测，对防腐层缺陷等级及活性分类。
2.3采用国内外先进的检测仪器对管道的阴极保护系统的进行有效性评价。 2.4该检测方法对管道本身及周围环境无有害影响。 3 适用范围 适用于钢质埋地长输管道，其它埋地具有铁磁性管道及构筑物可参照执行。 4工艺原理 防腐层质量的评定现场采用多频管中电流法（RD-PCM）进行测量，其基本原理是在管道上施加一个近似直流的电流信号（4Hz），用接收机沿管道走向每隔一定的距离测量一次管道电流的大小。当防腐层质量下降或存在缺陷时，电流就会加速衰减。通过分析管道电流的衰减率变化可确定防腐层的优劣。 防腐层缺陷检测是现场采用直流地电位梯度法（DCVG）进行测量，其工艺原理是：在管道上施加非对称性的同步通/断的直流电流后，利用放臵在管道正上方和管道一侧的两根硫酸铜探杖，以1-3m间隔测量土壤中的直流电位梯度。在接近破损点附近电位梯度会增大，远离破损点时，电位梯度会变小。根据测量得到的电位梯度变化，可确定防腐层破损点位臵；依据破损点IR%定性判断破损点的大小及严重程度。 阴极保护系统测试现场采用密间隔电位测试方法（CIPS）进行测量，由一个高灵敏的毫伏表和一个Cu/CuSO4半电池探杖以及一个尾线轮组成。测量时，在阴极保护电源输出线上串接中断器，中断器以一
油气管道腐蚀在线实时监测系统
油气管道腐蚀在线实时监测系统 摘要：近些年，管道泄漏事故频繁发生，不仅损失油气和污染环境，还有可能带来重大的人身伤亡。为保障管道安全运行和将泄漏事故造成的危害减少到最小，需要研究泄漏检测技术以获得更高的泄漏检测灵敏度和更准确的泄漏点定位精度。文章对在线腐蚀监测技术方法进行介绍与分析，结合油气管道的特点，提出油气管道腐蚀在线实时监测系统的构建与实施，为油气管道腐蚀防护控制提供参考。 关键词：腐蚀在线腐蚀监测技术腐蚀监测系统 油气管道运输中管道损坏导致的泄漏事故不仅浪费了石油和天然气，还造成了由于维修所带来的材料和人力上的浪费、停工停产造成的损失，甚至还可能因腐蚀引起火灾。特别是天然气管道腐蚀引起的爆炸，威胁人身安全，污染环境，后果极其有严重。因此，作好管道腐蚀监测工作有很重要。引起油气管道的内外腐蚀的因素包括：输送介质的水、硫化氢、二氧化碳、无机盐的含量，输送介质的流动和冲刷，输送的压力和介质温度，土壤的含盐量、含水量和温度等等，这些因素造成油气管道存在多种腐蚀现象，如均匀腐蚀、点蚀、应力作用下的局部腐蚀（应力腐蚀开裂、氢损伤、磨损腐蚀）等。 一、油气管道腐蚀机理 油气管道，特别是长输管道所选用的管材常为碳钢或合金钢，一般情况下，管道腐蚀是一种电化学腐蚀过程，在电解质中，作为阳极的金属溶解，同时放出电子，而这些电子又被阴极过程所吸收，这样导致金属不断溶解。电化学腐蚀过程如下： 阳极反应：Fe–2e→Fe2+（氧化反应） 阴极反应：H++e→H或2H2O+O2+4e→4OH- （还原反应） 电子的定向转移，产生腐蚀电流，加速了金属的溶解，因此对腐蚀的监测主要是根据金属腐蚀情况、电位、电流及电阻的变化等因素推导计算出金属腐蚀的速率等参数，从而直观的显示出金属的保护状态。 二、国内外腐蚀在线监测技术研究现状 目前主要测量方法有：现场挂片法、电阻法、电化学法及电感法。 1.现场挂片法 将一定材质和规格的试片，暴露在腐蚀环境中某个特定的时间周后对试片的质量变化进行测量和计算，并对试片表面进行检查的一种方法。腐蚀试片法是腐
埋地管道防腐层检测技术
一、埋地管道腐蚀评价与防腐层检测技术 1、1防腐层检测技术及仪器的现状 1) 变频—选频法 上世纪90年末,东北输油管理局与邮电部第五研究所结合我国输油行业的管理模式,完成了长输管线上以测量单元管段防腐绝缘电阻、评价防腐层完好状况方法的研究。该方法就是将一可变频率电信号施加到待测管道的一端,从另一端检测信号的衰减幅度,通过调节信号的频率使信号衰减达到一定范围(23dB)时,根据信号频率的高低来推断防 腐层绝缘电阻值,因此称为“变频—选频法”。此方法被列入石油 天然气公司的SY/T5919-94标准,为我国管道防腐层评价的后续工 作奠定了基础。变频-选频测量方法特点就是:适合于长输管道的 检测,具有使用简便,检测费用较低等优点;但该方法对操作人员 要求较高,在使用之前需设定一些参数,较为复杂;所需与测量仪 配合的设备较多;只能对单元管道(通常为1km)及有测试桩的管道 进行绝缘电阻测量,无法判断破损点位置;当管段中有支管、阳极 时须通过开挖检测点来分段检测。 2)直流电压梯度(DCVG)技术 直流电压梯度技术的代表仪器就是加拿大Cath-Tech公司生产的DCVG。它可对有阴极保护系统的管道防腐层破损点进行检测。其原理就是:在管道中加入一个间断关开的直流电信号,当管段有破损点时,该点处管道上方的地面上会有球面的电场分布。DCVG使用毫伏表来测量插入地表的两个Cu/CuSO4电极之间的电压差。当电极接近破损点时,电压差会增大,而远离该点时,压差又会变小,在破损点正上方时,电压差应为零值,以此便可确定破损点位置。再根据破损点处IR 降可以推算出破损点面积。破损点形状可用该点上方土壤电位分布的等位线图来判断。 仪器优点:(1)灵敏度很高,可以精确地定位防腐层破损点; (2)采用了非对称的交变信号,消除了其她管中电流、土壤杂散电流的干扰,测量 准确率很高; (3)可以区别管道分支与防腐层的破损点; (4)可以准确估算出防腐层面积。并且也能对防腐层破损的形状进行判断。 缺点就是:设备价格较贵、测量工作劳动强度大,须配合定位仪使用;由于电极与地面直接接触,因此当地面介质导电性差时,测量结果不稳定;通常仅适用于有外加电流阴极保护系统的管线,对于那些没有阴保系统的管线可通过直流发电机建立临时阴极保护系统完成检测;不同的土壤环境会对检测信号产生一定的影响。 3)皮尔逊法(人体电容法) 也属于地面电场法的范畴,目前国产检测仪器多采用该方法。其工作原理就是:给埋地管道发送特定频率的交流电信号,当管道防腐层有破损点时,在破损处形成电流通路,产生漏电电流,向地面辐射,并在漏点上方形成地面电场分布。用人体做检漏仪的传感元件,检测人员在漏点附近时,检测仪的声响与表头都开始有反应,在漏点正上方时,仪器反应最强,从而可准确地找到防腐层的破损点。
燃气管道腐蚀的检测
燃气管道腐蚀的检测 一、管道腐蚀检测的目的管道腐蚀的检测目的主要是为了避免由于腐蚀而造成管道泄漏，或造成管道损坏致使供气中断；通过检测确定合适的防腐方法，并检查管道现有绝缘防腐层的质量，观察现有防腐系统的效果，确定需要加强或重新更换防腐蚀设施。 二、管道防腐蚀检测的方法(一)泄漏的检测管道被腐蚀表面最常见的是穿孔，可用深度仪测得孔深。此外，管道局部和整体也可被腐蚀，从而导致燃气泄漏，故必须定期用检漏仪寻找泄漏点并进行检测和记录。(二)管道与土壤电位差的检测在进行电位差检测之前，一般要对埋地燃气干管、支管及其相邻的金属管道进行定位。只有当其他金属管道与燃气管道相距1m以上，才能得到可靠的检测结果。图10-76为管道定位器工作原理示意图。管道内送入高频电子波，操作人员戴上耳机，手持管道定位器探头，离管道1m，沿管线可听到声波的变化从而判断管道的所在位置。图10-77为检测埋地管道与土壤电位差的示意图。无论管道直埋或埋地沟中时，其连接方式是类似的。将管道与电位差计的负极相连，正极与铜、硫酸铜标准电极相连，硫酸铜电极必须紧贴土壤表面。试验表明，测试电极间的最大距离不宜超过15m。图10-78为沿管道每隔15m测得的管道与土壤的电位差值。图10-76 管道定位器工作原理示意图1—线圈2—扩音机3—耳机4—管道5—声波曲线图10-77 管道与土壤电位差的检测示意图1—管道2—电位差计3—CuSO4标准电极(三)绝缘法兰的检测绝缘法兰可将被保护管线与不受保护管线或设备从电中处分开，也可使保护电流不至于通过接地体而漏失。绝缘法兰也可用于地下杂散电流地段以及不同管道(不同材质、新旧管道等)的连接处，以消除干扰腐蚀，是一种防腐蚀措施。当绝缘法兰安装到管道系统之前，必须检查法兰两侧之间的电阻，该电阻值应十分高，趋向于无限大。其检查线路如图10-79所示。用两根带探头的导线代替便携式灯泡的开关，连接到绝缘法兰的两侧。如果灯泡不亮，则说明无电流通过，即法兰两侧电阻很高，满足要求。
埋地管道检测实施方案
埋地管道检测方案
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埋地管道检测方案 埋地管道的不开挖检测技术是管道无损检测技术的重要分支，通过采用该技术可以及时了解管道运行的整体情况，并为后面的开挖检测提供依据。目前使用的成熟的埋地管道不开挖检测技术主要是针对管道外覆盖层和阴极保护系统等方面进行检测的。通过对管道所处环境的腐蚀性检测来预知和了解管道内外腐蚀的程度及腐蚀原因，及时发现管道所存在的安全隐患，并采取科学的手段，适时地对管道进行修复和改造，确保管道的安全运行。埋地金属管道的腐蚀性检测可分为管道外检测和管道内检测。 一、管道外检测 管道外检测主要工作如下： （1）管道外部所处土壤环境的腐蚀性检测(包括土壤的土质、水质和杂散电流等)。 （2）管道外防腐绝缘层性能、完好程度、老化性能和使用寿命的预测。 （3）管道阴极保护状态、保护电位和保护电流的测定。 其中后两项内容的检测应是管道管理者日常对管道监测的重要内容和手段，这是由于这两种管道防护手段关系密切，管道外防腐层防护是基础，阴极保护是其防护不足的补充和辅助。如果金属管道外防腐层完整良好，则管体本身不会受到土壤溶液的腐蚀和破坏，而一旦防腐层产生了缺陷，则在缺陷处会产生腐蚀破坏。此时如果阴极保护能在防腐层缺陷处提供足够的保护电流密度，则电化学极化将使该处金属表面极化到热力学上的稳定态，不至于发生金属的氧化反应(即钢的腐蚀破坏)，而一旦阴极保护失效或不正常，则会造成该处的金属表面的破坏。因此用阴极保护的管道电位值和阴极保护的电流值可判断管道是否处于“保护”状态。由此可见，上述三项检测工作是保证埋地钢质管道无泄漏安全运行的必要手段。 1、管道外覆盖层的检测技术 管道外覆盖层的检测技术大多采用多频管中电流检测技术（PCM），它是一种检测埋地管道防腐层漏电状况的检测，是以管中电流梯度测试法为基础的改进型防腐层检测方法。其基本原理是将发射机信号线的一端与管道连接，另一端与
埋地燃气管道腐蚀漏气修复总结
埋地燃气管道腐蚀漏气修复总结 摘要：本文主要介绍了城市住宅小区埋地钢质燃气管网发生腐蚀漏气问题后，对管道防腐系统进行技术维修与改造，对管网实施牺牲阳极阴极保护措施等，防止管道继续发生腐蚀，确保管道长期安全运行的工作经验。 关键词：埋地燃气管道腐蚀漏气防腐阴极保护 1概况 杭州市位于钱塘江入海口区域,土壤由于受海水侵袭含盐量很高，土壤电阻率只有十几欧姆，腐蚀性特别强。通常情况下钢质燃气管道埋入地下后,仅1年左右的时间就会发生腐蚀穿孔漏气。杭州市燃气(集团)有限公司三塘区域埋地燃气管网于2000年前后相继铺设完成，管道防腐层采用的是聚乙烯胶带与环氧煤沥青加玻璃纤维布两种材料，管道没有采取阴极保护措施；管道直径为Ф219-Ф27多种规格，管壁厚度7mm-3mm不等。在这个区域中有个别小区从2003年初开始，发现管道有腐蚀穿孔漏气现象后，随时间的延长发生漏气的次数越来越多。在对漏气点开挖维修过程中发现，管道漏气处均为点腐蚀穿孔，且腐蚀穿孔点管道的防腐层多数已经发生破损；但也存在少部分腐蚀漏气点，开挖后发现穿孔处管道的防腐层表面看起来很完整没有破损迹象，穿孔点处仍覆盖有防腐层，而剥开后发现防腐层已经与管道发生剥离，
且之间有水浸入；这些现象说明管道的防腐层存在问题。为了解决管道防腐和腐蚀漏气方面的问题，我们对管道发生腐蚀的原因进行了分析研究和探讨，制定了防止管道继续发生腐蚀的有效方法，较好的解决了三塘区域燃气管道腐蚀漏气的问题，确保了管道的长期安全运行。 2管道腐蚀因素分析 三塘区域埋地燃气管道发生漏气问题后，我们组织相关技术人员并委托河南省防腐工程有限公司进行了调查和分析，对发生腐蚀漏气区域自然环境、土壤情况、管道防腐层、管道腐蚀穿孔部位等方面进行了认真调查，对管道发生腐蚀的原因从原理方面进行了综合分析，初步认为管道发生腐蚀的原因有以下几种： (1)管道防腐层存在缺陷点是管道发生腐蚀的主要原因。 (2)管道腐蚀为电化学腐蚀现象，腐蚀穿孔点为电化学反应的阳极点。 (3)土壤的电阻率低、腐蚀性比较大是管道发生腐蚀的外部原因。 (4)不排除管道存在杂散电流腐蚀的可能性。 3管道检测与结果分析 有了管道发生腐蚀穿孔的原因分析结果后，根据不同的原因决定采取不同的解决方法。首先对管道防腐情况进行全面的分析检测，检测时要求做到从多方面了解管网防腐与腐蚀的现在状况，然后根据检测结果制定相应的维修处理方案，彻底解决管道发生腐蚀漏气的问题。对
阅读材料：埋地金属管道腐蚀机理及防腐措施
埋地金属管道腐蚀机理及防腐措施 随着我国城市建设的不断发展，地下输油、输气及供水管道作为重要的经济命脉，日益引起广泛重视。而各类埋地金属管道受到土壤化学、电化学以及微生物等多重侵蚀作用，若不采取必要的防腐措施并及时检测，则会导致腐蚀穿孔，不仅影响管道的使用寿命，引发漏油、漏水、漏气，造成巨大的经济损失，而且严重污染环境。特别是由于管道燃气泄漏造成的突发性事故时有发生，直接威胁人民的身体健康和安全。因此，有必要对金属管道腐蚀产生的原因和防腐技术进行深入的探讨。 1、金属管道腐蚀的原因 1.1 电化腐蚀 金属管道的主要成份一般是钢铁，钢铁接触到电解质溶液发生原电池反应，即铁原子失去电子而被氧化所引起的腐蚀，这种腐蚀称为电化腐蚀。通常金属管道的腐蚀主要是电化腐蚀作用的结果。 在潮湿的空气或土壤中，钢铁管道表面会吸附一层薄薄的水膜而促使管道腐蚀。由于外界酸碱环境的差异，钢铁会发生吸氧或析氢腐蚀，一般以吸氧的电化学腐蚀为主。 当水膜基本为中性时，钢铁与吸附在管道表面的溶有氧气的水膜构成原电池。 负极:Fe—2e＝Fe2＋（钢铁溶解）正极:2H2O＋O2＋4e＝4OH—（吸收氧气）而当水膜为酸性时，钢铁与吸附在管道表面的溶有CO2，的水膜构成原电池。 负极：Fe－ 2e＝ Fe2+（钢铁溶解）正级：2H＋＋2E＝H2（析出氢气）如果这种电化学或原电池作用代表腐蚀的全部过程的话，我们应该在管壁上看到一个个的空泡。但在实际中，这些空泡经过一段时期后，变成了大小不均的瘤状结垢，硬壳内充满了Fe（OH）3和Fe2(OH)3的混和物。这是因为，金属表面由于氧化形成的二价氢氧化铁会继续被氧化形成三价铁，但它并不是永远贴附在管壁上，保持静止。而是随着土壤中不断有氧气浸入，通过破裂的膜向内一层层运动，把部分亚铁离于氧化成铁离于，经过一段时间，这些氧化铁浓度超过一定的比例，磁性氧化铁或其它亚铁化合物就会不断地析出，并产生酸性物质，后
天然气集输管道内腐蚀直接评价方法研究
天然气集输管道内腐蚀直接评价方法研究 摘要本文分析了目前国内外关于管道內腐蚀直接评价的技术现状和存在的问题，对于湿气管道內腐蚀直接评价提出了基本技术流程、应用经验和下一步的研究重点。 关键词集输管道內腐蚀直接评价 随着我国油气开发和管道集输的发展，大量含有腐蚀性介质（硫化氢、二氧化碳、高矿化度水）的油气需通过集输管道输送，如何评价管道内腐蚀程度，从而维护管道本质安全成为当前亟需解决的问题。中石油西南油气田分公司开发川渝两地天然气气田几十年，管理的集输管道上万公里，其中大多数服役时间都很长，而且存在高含硫等强腐蚀性介质。由于不具备漏磁检测条件，深入全面地检测这些集输管道的内腐蚀状况如何成为公司目前面临的难题。西南油气田分公司对此开展了有针对性的工作，结合国内外的研究成果，2010年对集输管线进行内腐蚀直接评价，取得了一些经验。 1. 集输管道内腐蚀直接评价方法概述 目前国外提出了管道内腐蚀直接评价方法，并在干气管道上已取得认可的成果[1]，在湿气管道方面也做了很多研究工作[2]。而国内虽然对于集输管道内腐蚀直接评价方法有一些研究[3,4]，但没有应用的实例支撑，效果如何不清楚。 内腐蚀直接评价方法（ICDA）是在外腐蚀直接评价方法（ECDA）的基础上发展而来的[5]，该方法在干气管道上应用得到漏磁检测和现场开挖验证，已形成干气管道内腐蚀直接评价方法标准（DG-ICDA）[1]，其原理是基于水的存在是内腐蚀发生的必备条件，指导思想是通过判断易积水部位来确定易发生内腐蚀的位置，通过开挖直接检测这些位置，就可以得到管道的腐蚀情况。为了确保全面评价，该标准提出不断增加开挖点的办法。这一标准抓住的干气管道内腐蚀的本质，能够达到通过有限的现场开挖检测来评价管道的内腐蚀程度的目的。但是在湿气管道中，水被认为几乎处处存在，内腐蚀发生的条件不再依赖于其中的某一个因素存在有否，使得DG-ICDA无法应用。针对湿气管线，2004年国际管线会议（IPC）提出了一种内腐蚀直接评价方法[2]，其原理是通过流动效应、腐蚀速率模型及其他腐蚀影响因素对管段发生内腐蚀的可能性进行排序。流程上仍采取四步循环，即预评估、间接检测、直接检测和后评估。这一方法充分分析了湿气管道和干气管道内腐蚀的区别，考虑的腐蚀因素也很全面，但是集输管道每个部
2021版埋地钢质天然气管道腐蚀控制检测与对策
2021版埋地钢质天然气管道腐蚀控制检测与对策 Safety work has only a starting point and no end. Only the leadership can really pay attention to it, measures are implemented, and assessments are in place. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0861
2021版埋地钢质天然气管道腐蚀控制检测 与对策 摘要：结合实际的天然气输气管道工程，对埋地管道外防腐层和阴极保护系统运行状况进行检测。阐述了检测工作的主要内容，分析、评价了检测结果，提出了腐蚀控制对策。 关键词：天然气管道；腐蚀控制；阴极保护；检测 1概述 佛山市天然气输气管道采用直缝双面埋弧焊钢管，钢管规格为?508×9.5，材质为L360，设计压力为4.4MPa。埋地管道的腐蚀控制方案采用阴极保护系统和管道外防腐层联合保护。阴极保护系统以外加电流阴极保护为主，局部非开挖施工(顶管等)地段安装牺牲阳极为辅。钢管外防腐采用3层聚乙烯加强级防腐层，即高密度聚乙烯作外涂层材料，熔结环氧粉末(FBE)作底层，共聚物作中间粘结
层，防腐层总厚度≥3.2mm。已在门站内建设1座外加电流阴极保护站，站内设有2台恒电位仪(1开1备)、1台控制柜以及1口深井阳极井，井深33.4m，采用高硅铸铁阳极，阴极保护站与管道同时投入运行。 由于佛山市天然气输气管道大部分敷设于城乡结合地区，土壤多为回填土、建筑废弃物，且地下水位高，地表水系发达，土壤的腐蚀性较强。为了全面掌握已运营管道的腐蚀控制状况，制订合理、科学的维护管理方案，我们对2007年底投产运行的罗村调压计量站至官窑调压计量站间约20km的输气管道腐蚀控制进行了全面检测。 2检测工作的主要内容 ①在非开挖的情况下，采用管线探测仪对管道的平面位置和埋深进行复查，协助管理人员检查管道埋深和复核线路标志桩等设施。 ②采用管中电流检测法(PipeCurrentMapping，PCM)和直流电压梯度检测法(DirectCurrentVoltageGradient，DCVG)[1]，全面检测该段管道外防腐层的现状，包括防腐层老化情况、破损位置及破损大小状况，测算防腐层的绝缘电阻率。管中电流检测法是通过施加
管道腐蚀检测报告
管道腐蚀检测报告 一、 检测单位：北京西管安通检测技术有限责任公司； 北京邹展麓城科技有限公司； 二、 检测时间：2006年11月10日； 三、 检测对象：直径为610mm 的在役（表面温度>40C °）高架输气管道； 四、 检测设备：以色列Isonic2001便携试声定位多功能超声成像检测系统； 五、 检测内容：各类母材缺陷（主检内壁腐蚀） 六、 检测方法：1、采用快速B 扫描功能对管道壁厚变化进行快速预检； 2、采用声定位C 扫描功能对缺陷部位进行定量复合； B 扫描发现缺陷并定位 C 扫描对缺陷区域复合
七、检测报告： 1、快速B扫描预检： ①检测参数： 增益= 72 dB 抑制= 0 % 声速= 5950 m/s 声程= 11 mm 延迟= 9.5 μs探头= 双通道直探头 激发频率= 200 Hz 脉冲宽度= 120 nS 阻抗= 5 闸门= 开启闸门高度= 47 % 闸门位置= 0 mm 闸门宽度= 19 mm 探头频率= 5 MHz 波形= 全波 ②环向扫描原始报告： 检测长度300mm 检测范围12mm 滤波等级3.5dB 检测用时13秒
检测范围内壁厚最小值6.1mm 壁厚最小值所在位置167.1mm 检测范围内壁厚最大值10.3mm 壁厚≤7mm的长度范围107mm~186.1mm ④轴向扫描原始报告： 检测长度300mm 检测范围12mm 滤波等级3.5dB 检测用时13秒
检测范围内壁厚最小值6.1mm 壁厚最小值所在位置193mm 检测范围内壁厚最大值9mm 壁厚≤7mm的长度范围109.7mm~242.5mm ⑥快速B扫描环向及轴向检测示意图：
7.1埋地管道防腐层检测技术培训教材
新疆油田防腐保温培训班资料（七）之一 埋地钢质管线 防腐层检测系统及其应用 2009年2月
一、埋地管道腐蚀评价与防腐层检测技术 1.1、管道腐蚀与防腐层检测 金属材料发生腐蚀是一个自发的、不可避免的渐变过程。管体腐蚀的发生将严重降低管道的剩余强度、承受能力和可靠性、缩短使用寿命，增大运行风险；大大地增加维修费用、缩短维修和更换周期，威胁整个输送系统的安全。管道在整个服役期间的事故发生率一般遵循浴盆曲线。在投产初期，管道诸多方面的不足逐一暴露出来，因此事故率较高。随着运行时间的延续，各方面不断完善，事故率逐步下降至较低的水平，该阶段称之为投产初期，通常为半年到两年。在其后的一个阶段，事故一直平稳地保持在低水平上，称之为事故平稳期，通常为20-30年。之后，事故呈上升态势。我国早期的管道有的已经运行了二三十年，管道已经陆续进入老龄期；而近年大批新建管道正处于幼年期，这两个阶段都是事故高发阶段。因而管道行业面临的安全形势十分严峻。对老管道的腐蚀与防护状况评价工作迫在眉睫，在有效检测评价的基础上采取合理的维护措施，保证管道的安全具有重大的经济效益和社会意义。 埋地钢质管道的腐蚀与防护一直是行业的工作重点，管道腐蚀的影响因素众多，作用机理复杂，而且各个影响因素之间又存在着相互影响和制约的关系。对埋地钢质管道腐蚀与防护状况的检测及评价，涉及多种检测方法、多种检测技术和设备，需要从事这项工程的单位具有很强的技术能力、多方面的技术人员及设备、业主单位也要花费较大的经济投入。此外，受当前技术发展水平的限制，诸如管体剩余壁厚的检测等项目还要进行开挖检测，除了费用很高之外，势必会对管道造成一定的不良影响。从当前国内外应用的腐蚀检测评价标准上分析，埋地管道腐蚀检测是以防腐层检测作为工程实施的切入点。 防腐层(又称防护层)是防止和减缓埋地钢质管道腐蚀的重要手段，管体的腐蚀往往是因为该处的防腐层失效，使管体不能受到有效地保护导致的。尽管防腐层破损点处的管体不一定发生腐蚀，但是可以说，发生管体腐蚀处的防腐层一定失效。这就为通过管道的外防腐层漏点的检测，进而找出管道管体的腐蚀点提供了技术上的可能性。此外，在不开挖条件下对防腐层的有效性进行检测是当前所有腐蚀检测项目中最为成熟、实施最为简捷、应用最广泛的方法。 多年来，人们开发出了防腐层检测的许多方法，试图能够更全面、准确、系统地评价防腐层的有效性，并成功地加以应用。目前，国内外相应的测量方法和仪器有多种，各种检测方法和机理各有异同，在实际应用中所表现出的优缺点也很明显。 1.2、防腐层检测技术及仪器的现状 当前，国内外防腐层检测采用的多为电磁法，原理上大体可分为电压梯度法和电流梯度法两种。“电压梯度法”在管线简单情况下的准确率比较高，但仪器本身不具备定位功能，须与定位仪配合使用，检测工作量较大，而当现场复杂时则往往检测效果不理想，因此更适合于对长输管道的定期检测。有的产品中使用全球定位系统同步的断流器控制阴保电流通/断，技术含量比较高，但由于价格过高，以及只能应用于有外加电流保护的管线而难于普及。国内生产的仪器在抗干扰能力、测量精度及仪器稳定性上近些年有了长足的进步，通过不断地改进和提高，相信一定能够在不远的将来赶上或超过国外的产品。 天津市嘉信技术工程公司的交变电流梯度法（多频管中电流法）为防腐层检测提供了经济
埋地管道防腐层检测技术
埋地管道防腐层检测技术
一、埋地管道腐蚀评价与防腐层检测技术 1.1防腐层检测技术及仪器的现状 1) 变频—选频法 上世纪90年末，东北输油管理局与邮电部第五研究所结合我国输油行业的管理 模式，完成了长输管线上以测量单 元管段防腐绝缘电阻、评价防腐层 完好状况方法的研究。该方法是将 一可变频率电信号施加到待测管 道的一端，从另一端检测信号的衰减幅度，通过调节信号的频率使信号衰减达到一定范围（23dB）时，根据信号频率的高低来推断防腐层绝缘电阻值，因此称为“变频—选频法”。此方法被列入石油天然气公司的SY/T5919-94标准，为我国管道防腐层评价的后续工作奠定了基础。变频-选频测量方法特点是：适合于长输管道的检测，具有使用简便，检测费用较低等优点；但该方法对操作人员要求较高，在使用之前需设定一些参数，较为复杂；所需与测量仪配合的设备较多；只能对单元管道（通常为1km）及有测试桩的管道进行绝缘电阻测量，无法判断破损点位置；当管段中有支管、阳极时须通
过开挖检测点来分段检测。 2）直流电压梯度（DCVG）技术 直流电压梯度技术的代表仪器是加拿大 Cath-Tech公司生产的DCVG。它可对有阴极保护系 统的管道防腐层破损点进行检测。其原理是：在管 道中加入一个间断关开的直流电信号，当管段有破 损点时，该点处管道上方的地面上会有球面的电场 分布。DCVG使用毫伏表来测量插入地表的两个 Cu/CuSO 电极之间的电压差。当电极接近破损点4 时，电压差会增大，而远离该点时，压差又会变小， 在破损点正上方时，电压差应为零值，以此便可确 定破损点位置。再根据破损点处IR降可以推算出 破损点面积。破损点形状可用该点上方土壤电位分 布的等位线图来判断。